Контрольная работа "Гипотеза неорганического происхождения нефти"

Содержание

1.Понятие о процессе метаморфизма, типы метаморфизма
2.Гипотеза неорганического происхождения нефти
3.Давление в нефтяных и газовых залежах
4.Характеристика Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
5.Особенности разведки газовых и газоконденсатных месторождений
6.Анализ состояния разработки залежей нефти и газа
Список литературы

1.Понятие о процессе метаморфизма, типы метаморфизма

Под метаморфизмом понимается всякое изменение и преобразование горных пород, которое происходит, под влиянием изменившихся физико-химических условий (температуры, давления и флюидов) после образования этих пород под действием внутренних (эндогенных) сил. [1,2] Метаморфические изменения в горных породах начинаются при увеличении температуры до +200°С и повышении давления, которое вызывает вес пород, находящихся сверху. [2]
С учетом от преобладающих факторов, вызывающих преобразования в горных породах, нужно различать несколько типов метаморфизма:
1.Контактовый метаморфизм. Он тесно связан с внедрением расплавленного магматического вещества в земную кору. При помощи высокой температуры внедрившейся магмы начинаются процессы перекристаллизации, которые затрагивают все минералы в различных степенях. Газы и пары воды, которые выделились из магмы, приводят к химическому изменению минералов осадочной части. [1]
2.Региональный метаморфизм - является самым распространенным. Этот тип изменений проявляется на огромных площадях, что вызвано погружением региона на глубины, которые вполне достаточны для влияния на изначальные толщи пород высоких температур, всестороннего (литостатического) давления и флюидов. Такие метаморфические толщи развиты на древних щитах платформ [2];
3.Дислокационный метаморфизм. Этот тип изменений относится к тектоническими подвижкам земной коры. Они вызывают разрывные нарушения и процессы складкообразования. Вместе с тем меняется состав и структура горных пород: старые разрушаются и появляются новые минералы. В некоторых же - перестраивается кристаллическая решетка и изменяется ориентировка оптических осей. [1]

2.Гипотеза неорганического происхождения нефти

В 1879г гипотеза неорганического происхождения нефти была предложена Д.И.Менделеевым. Ученый опирался на труды французских химиков по изучению свойств карбидов металлов и по их синтезу. Исследователь полагал, что карбиды металлов, находящиеся в земной коре, могут взаимодействовать с водой. Которая, в свою очередь, проникает по трещинам и разломам. Это приводит к образованию углеводородов. Эти вещества, при увеличенной температуре, давлении и под каталитическом действием пород, с точки зрения Д.И.Менделеева, могли претерпеть различные изменения и образовать углеводородные смеси. Ученый заметил, что нефть залегает возле горных массивов, и дал объяснение этому в своей гипотезе. вблизи горных хребтов в земной коре могут существовать трещины, по которым вода проникает на глубину.
В 1950г. профессором Н.А.Кудрявцевым была предложена магматическая теория происхождения нефти, в соответствии с которой на значительной глубине в мантии земли при высоких температурах и давлениях реакция углерода и водорода приводит к возникновению радикалов СН, СН¬¬¬2 и СН3. Они перемещаются в мантии под действием перепада давления. Сначала в зоны глубинных разломов в земной коре и далее в области, находящиеся ближе к поверхности, где из-за снижения температуры они взаимодействуют друг с другом, а так же с оксидами углерода и водорода, что приводит к образованию углеводородов.
Близких взглядов на неорганическое происхождение нефти придерживались А.И.Кравцов и Э.Б.Чекалюк, которые считают, что нефть образовалась при взаимодействии оксидов углерода, водорода, метана, выделившихся из мантии земли по глубинным разломам в земной коре. Под действием высоких температур, давлений и под каталитическим действием оксидов металлов (Fe, Ni, и др.), содержащихся в горных породах, происходит взаимодействие оксидов углерода с водородом с образованием углеводородов. [3]

3.Давление в нефтяных и газовых залежах

По изменению пласто¬вого давления судят об энергетических ресурсах пласта. Как правило, чем выше изначальное пластовое давление, тем больше его энергетические резервы. Все же по начальному пла¬стовому давлению не всегда можно построить правильное суждение о ресурсах энергии в слое. В значительной массе нефтяных залежей пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания этих слоев. Ориентировочно его можно высчитать, поделив глубину залега¬ния пласта на 10. [5]
Давление газов в нефтяных залежах находится в обширных пределах от нескольких до 120 атм и более. Оно зависит от глубины нефтяного месторождения и примерно соответствует гидростатическому, т.е. давлению, которое получается при давлении столба воды на определенной глубине (примерно 1 атм на 10м столба воды; для соленой воды с большей плотностью, примерно 9м). Тем не менее, существуют буровые скважины, которые вскрыли нефтяной горизонт, где это давление больше гидростатического. В таких случаях можно говорить об увеличении давления благодаря образованию газа или сжимания газовых масс по тектоническим причинам.
Давление, соответствующее гидростатическому, не может вынудить нефть фонтанировать из скважины. А т.к. фонтаны это дело привычное, то это можно объяснить тем, что в скважине, которая выплескивает нефть, находятся не только нефтяная смесь, но и газы, из-за этого вес столба газонефтяного раствора может оказаться ниже столба воды.
Высокое давление газов в нефтяных залежах становится причиной того, что часть газа растворяется нефти. Потом они газы испаряются при понижении давления во время разработки месторождения. [4]

4.Характеристика Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Тимано-Печорская провинция (ТПП) (рис.1) является старейшим нефтегазодобывающим краем на территории РФ. В XXI веке роль крупного резерва углеводородного сырья отводится Тимано-Печорскому нефтегазоносному бассейну и смежному с ним Арктическому шельфу. Обнаружены уникальные по объему природные резервуары. К примеру, ресурсы Штокмановского месторождения в Баренцевом море насчитывают триллионы кубометров газа.[6]
ТПП нефтегазоносная провинция - находится в пределах республики Коми и Ненецкого Автономного округа Архангельской области. Площадь ТПП 350 тысяч км2. Нефтегазоносная провинция охватывает Хорейвер-Мореюскую, Ижма-Печорскую, Северно-Предуральскую, Печоро-Колвинскую, нефтегазоносные территории и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район.
К самым крупным месторождениям относят: Усинское, Ярегское, Пашнинское, Вуктыльское,Лаявожское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Верхнеомринское, Сарембойское, Варандейское.
По части тектоники ТПП относится к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам.
Нефтегазоносная провинция граничит на западе и юго-западе поднятиями Тимана, на востоке и северо-востоке - Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море.
Осадочные породы представлены палеозойскими и мезозойскими отложениями с самой большой мощностью в 10-12 км.
На ТПП находятся 8 нефтегазоносных комплексов: терригенный красноцветный вендско-ордовикский, карбонатный силурийско-нижнедевонский, терригенный среднедевонско-нижнефранкский, карбонатный верхнедевонский, терригенный нижнекаменноугольный, карбонатный верхневизейско-нижнепермский, терригенно-карбонатно-галогенный нижневерхнепермский, терригенный триасовый. Огромное количество залежей (свыше 80) находятся в среднедевонско-нижнефранкском комплексе. Залежи по большей части сводовые (пластовые или массивные), не редки с литологическим или стратиграфическим экранированием, меньше встречаются тектонически экранированные.
В южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу находятся в основном нефтяные месторождения; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба - большей частью газовые и газоконденсатные.
Нефти преимущественно метанонафтенового состава, парафинистые (2-5%), иногда встречаются высокопарафинистые (6-23,4%), очень редко малопарафинистые (2%). Высокосернистые нефти были выявлены в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона - нижней перми и триаса вала Сорокина. Плотность нефтей 807-981 кг/м3.
Свободные газы метановые, состоят из неорганических компонентов и содержат N2 и CO2. Конденсат содержится во многих газовых залежах в количествах 10-415 г/ м3. Его плотность составляет 672-790 кг/м3 [7]

5.Особенности разведки газовых и газоконденсатных месторождений

Скопления природного газа собираются в виде газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей. Газ, в отличие от нефти, по физическим свойствам имеет меньшую плотностью, очень низкую вязкостью, но в то же время обладает высокой упругостью. Эти особенности определили методику разведки газовых месторождений.
Высокая подвижность газа допускает бурить разведочные скважины на приличном расстоянии, чем при разведке нефтяных месторождений. При этом достаточно значительное отличие газа и воды по плотности предоставляе возможность рассчитывать с высокой точностью гипсометрическое расположение контакта газ— вода. В результате происходит сокращение числа оконтуривающих сква¬жин. Разведка газовых месторождений осуществляется гораздо меньшим числом скважин. Для мелких и средних месторождений, обычно, не требуется бурения дополнительных сква¬жин. Эти залежи разрабатываются при помощм уже пробуренных поисковых и разведочных выработок. [5]
Для выбора рациональной стратегии освоения месторождения и оптимальной системы размещения скважин необходимо уже на первых этапах разведочных работ определить тип открытой залежи. В пластовых залежах для установления наличия нефтяной оторочки и оценки ее значимости в связи с тем, что первые поисковые скважины, бурящиеся в своде, как правило, не вскрывают ее, требуется специальное разведочное бурение в приконтурной зоне. В случае отсутствия или непромышленного значения нефтяной оторочки большой объем бурения в приконтурной зоне снижает эффективность разведочных работ.
Согласно исследованиям В.П. Савченко, признаками нефтяной оторочки могут служить: 1) содержание С5+высш более 1,75% или выход стабильного конденсата более 80 см3 /м3 ; 2) преобладание в составе стабильного конденсата газовой залежи нафтеновых углеводородов; 3) увеличение выхода стабильного конденсата к контуру газоконденсатной залежи. При решении вопроса о возможном наличии под конденсатной залежью нефтяной оторочки необходимо учитывать и результаты разведочных работ на месторождениях, прилегающих к разведываемому. На присутствие нефтяной оторочки в газоконденсатной залежи указывает отношение содержаний изобутана к нормальному бутану, меньше 0,8.
При наличии нефтяной оторочки в первую очередь следует решить вопрос о промышленном ее значении и уточнить ее геологическое строение. В зависимости от этого устанавливают сроки ввода в разработку газоконденсатных частей залежей и темпы добычи газа и конденсата.
При разведке газовых залежей с нефтяными оторочками равномерное площадное размещение скважин (особенно вдоль контура нефтегазоносности) приводит к существенному затягиванию сроков разведки как газоконденсатных частей залежей, так и нефтяных оторо- 266 чек и снижает ее эффективность. [8]